Porosidad de Las Rocas

ACTIVO INTEGRAL BELLOTA-JUJO EXPLORA CION Y PRODUCCION

LABORATORIO DE YACIMIENTOS YACIMIENTOS R. S..

La porosidad es una medida de la capacidad de almacenamiento de fluidos que posee una roca y se define como la fracción del volumen total de la roca que corresponde a espacios que pueden almacenar fluidos.

Clasificación de la Porosidad La porosidad de una roca puede ser clasificada de dos maneras: - Según su origen. - Según la comunicación de sus poros.

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La porosidad primaria o intergranular es aquella que se origina durante el proceso de deposición de material que da origen a la roca.

La porosidad secundaria es aquella que se origina por algunos procesos naturales o artificiales posteriores al momento en el cual los sedimentos que dieron origen a la roca fueron depositados.

Algunos procesos que dan origen a la porosidad secundaria de una roca son: la disolución, las fracturas y la dolomitización.

Disolución: es un proceso mediante el cual se origina una reacción química entre los fluidos que saturan el medio poroso y la matriz de la roca.

Fracturas: Después de producirse la deposición de sedimentos y originarse la roca, esta se puede encontrar sometida a procesos geológicos de deformación originados por actividades tectónicas que pueden generar fisuras o desplazamiento de los granos que conforman la matriz de la roca.



El proceso de dolomitización ocurre cuando rocas carbonáticas (constituidas por calizas) entran en contacto con agua (con alguna cantidad de magnesio disuelto) que circula a través del medio poroso. Al entrar en contacto el magnesio desplaza al calcio, y debido a que el magnesio es considerablemente más pequeño que el calcio, la roca generada luego del desplazamiento puede presentar una porosidad mucho mayor.

SEGÚN LA COMUNICACIÓN DE SUS POROS Dependiendo de como sea la comunicación de estos poros, la porosidad se puede clasificar de la siguiente manera:

- Total o absoluta. - Interconectada o efectiva. - No interconectada o no efectiva.



POROSIDAD EFECTICVA. Esta se refiere al porcentaje de poros conectados que permiten la circulación de fluidos

POROSIDAD NO EFECTICA. Representa los poros poros no conectados ó no comunicados.

POROSIDAD TOTAL. La porosidad total o absoluta de una roca se define como la fracción del volumen total de la misma que no esta ocupada por matriz.



Factores que afectan a la Porosidad Presión de las capas suprayacentes

Presencia de material cementante Los granos que conforman la matriz de la roca se encuentran unidos entre sí por material cementante, el cual se encuentra compuesto principalmente por sílice, carbonato de calcio y arcilla. La presencia de material cementante afecta la firmeza firmeza y compactación compactación de la roca, por lo tanto afecta la porosidad de la misma.

Geometría y distribución del tamaño de los granos: Dependiendo del ambiente depositacional en el cual se originó la roca, los granos que la conforman presentarán una determinada distribución en su tamaño. Esta variación en el tamaño de los granos se conoce como escogimiento y es un factor que afecta la porosidad de la roca.

Otro factor que afecta la porosidad es la compactación originada por la presión de sobrecarga, la cual es ejercida por el peso de las capas suprayacentes de la roca. A medida que aumenta la profundidad, la presión ejercida por la columna de sedimentos aumenta, esto genera una fuerza que tiende a deformar los granos y reducir el volumen de espacios vacíos, por lo tanto se origina una reducción en la porosidad.



DETERMINACION DE POROSIDAD Método de inyección de mercurio: el volumen de la muestra es determinado por la emersión de una muestra en el mercurio. Después de evacuar la muestra la presión hidrostática del mercurio en la cámara conteniendo la muestra y mercurio, se incrementa a altos niveles. Como resultado el mercurio penetrará en el espacio del poro y debido a que la presión es suficientemente alta, el mercurio penetrara en el espacio del poro y debido a que la presión es suficientemente alta, el mercurio penetrara en poros suficientemente pequeños.

Sin embargo, la penetración nunca es perfecta debido a que se necesitaría una presión infinita para hacer que todos los poros fueran llenados completamente y como la alta presión provocaría cambios en la estructura de los poros en la muestra este método tiene sus defectos



POROSIDAD AL HELIO La porosidad de la roca se determina utilizando una celda de volumen y presión conocida cargada con Helio la cual es posteriormente venteada hacia el volumen poroso de la roca. La diferencia de presión entre la carga inicial y la carga en equilibrio conduce por Ley de Boyle a determinar el volumen poroso de la muestra.

Ventajas •

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El Helio es un gas inerte por lo cual no altera las propiedades de la roca. La porosidad y la permeabilidad pueden ser determinadas sobre la misma muestra y en dos pasos en secuencia. La operación es sencilla y rápida El método garantiza una alta precisión y exactitud dado que se mide el volumen poroso de forma directa

Desventajas: • •

Se requiere de una calibración cuidadosa y exacta. Es muy sensible a los cambios de temperatura. tem peratura.

Ley de Boyle P1V1=P2V2



La porosidad puede expresarse en fracción o porcentaje Donde: VP: volumen poroso VT: volumen total.

Cuando se conoce las densidades de los minerales de la roca, así como los fluidos de los poros, la relación de las densidad de formación y la porosidad.



Una relación especial propuesta por G.E. Archie entre el factor de formación (F) y la porosidad ( phi ( phi), ), en la que F = 1 / phi m, donde el exponente de porosidad, m, es una constante para una formación o tipo de roca determinada. En el trabajo original, Archie estableció que m se encuentra entre 1,8 y 2,0 para las areniscas consolidadas, y tiene un valor cercano a 1,3 para las areniscas pobremente consolidadas. Inmediatamente después, m recibió el nombre de exponente de cementación. Esta relación también recibe el nombre de ecuación de Archie II.



Permeabilidad (k):

se define como la capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de fluidos a través de sus poros interconectados. El sistema poral efectivo está e stá constituido por poros y espacios reducidos que conectan a los poros llamados gargantas. La permeabilidad es una función directa del radio de la garganta que caracterice la roca. Entre más grande y despejada la garganta mejor es el paso de los fluidos.



La permeabilidad está determinada por la ecuación que define la “Ley “Ley de Darcy” Darcy”. muestra una gráfica que esquematiza la “Ley “Ley de Darcy” Darcy”. Darcy estableció que el caudal que atraviesa un medio poroso es proporcional al gradiente hidráulico y al área de flujo.

Esquema Ley de Darcy

La permeabilidad se mide en laboratorio sobre muestras de núcleos de pozos núcleados y esta medida se usa para calibrar los cálculos de permeabilidad hechos desde registros eléctricos.

En un yacimiento la permeabilidad no puede existir si no existe la porosidad por lo cual existe una relación entre ambas propiedades. Para determinar la relación que existe entre estas dos propiedades se hace un gráfico crossplot semilogarítmico de porosidad vs permeabilidad con el objetivo de conocer la relación entre capacidad de almacenamiento (Φ) (Φ) y y capacidad de flujo (k).

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